Понизительная подстанция

Содержание

Введение

Исходные данные для проектирования

1. Характеристика подстанции и её нагрузок

1.1 Определение типа подстанции (ПС)

1.2 Характеристика нагрузки подстанции

2. Выбор силовых трансформаторов

3. Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)

3.1 Составление схем замещения

3.3 Расчёт токов КЗ

4. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции

5. Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений

6. Выбор аппаратов и токоведущих частей

6.1 Выбор выключателей

6.2 Выбор разъединителей

6.3 Выбор аппаратов в цепи собственных нужд

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

6.5 Выбор ошиновки цепи силового трансформатора

6.6 Выбор силовых кабелей 6 кВ

7. Оперативный ток

8. Выбор и обоснование конструкции распределительных устройств

9. Охрана труда

9.1 Мероприятия по организации систем рабочего и аварийного освещения

9.2 Мероприятия по защите от шума и вибрации

9.3 Мероприятия по электробезопасности

9.4 Мероприятия по пожарной безопасности

10. Технико-экономические показатели ПС

Заключение

Список использованной литературы

Введение

В данном курсовом проекте разрабатывается понизительная подстанция 110/10 кВ. Нагрузка, питаемая от подстанции, распределена по трем категориям надежности.

В ходе разработки проекта необходимо выполнить основные требования к разрабатываемой подстанции, а именно:

). Подстанция должна осуществлять надежность питания потребителей;

). Проектируемая подстанция, по возможности, должна быть экономичной;

). Должно обеспечиваться необходимое качество электрической энергии у потребителей;

). Схема подстанции должна обладать возможностью дальнейшего развития при росте нагрузок (должна быть предусмотрена возможность роста установленной мощности ПС);

). Проект подстанции должен предусматривать применение типовых, унифицированных элементов ВЛ. и ПС.

). В проекте, по возможности, должны применяться новые разработки в области аппаратов и оборудования (например, кабели с изоляцией из СПЭ и т.д.).

В ходе расчета данного проекта необходимо решить следующие задачи:

). Дать характеристику проектируемой подстанции.

). Выбрать силовые трансформаторы.

). Рассчитать токи короткого замыкания.

). Выбрать схемы соединения РУ.

). Выбрать типы релейной защиты и автоматики.

). Выбрать аппараты и токоведущие части.

). Рассмотреть меры по ТБ, противопожарной технике.

). Рассчитать технико-экономические показатели подстанции.

). Разработать принципиальную схему подстанции.

). Разработать компоновку подстанции.

Исходные данные по курсовому проекту приведены в задании.

понизительная подстанция релейная защита

Исходные данные для проектирования

Схема системы №1.

Рис.1.1 Схема электрической системы (Вариант №9).

Таблица 1.1

Система S (МВ·А); х0/х1	Линии электропередачи l (км); худ (Ом/км)			Генераторы Рном (МВт)		Трансформаторы Sном (МВ·А)
С1	ВЛ1	ВЛ2	ВЛ3	Г1,2	Г3,4	Т-1,2	Т-3,4	Т-5,6
2100; 2,85	28; 0,39	52; 0,38	18; 0,385	20	63	25	80	40

Суточный график нагрузки №14 (Нефтеперерабатывающий район).

1. Характеристика подстанции и её нагрузок

1.1 Определение типа подстанции (ПС)

Проектируемая подстанция (на схеме ПС1) является проходной. По назначению проектируемая ПС системная (служит для энергоснабжения потребителя (нефтеперерабатывающий район), территориально примыкающего к ПС). По способу присоединения к сети ПС является комбинированной, питаемой по двум тупиковым линиям. По способу обслуживания ПС является обслуживаемой дежурными на щите управления (так как у ПС достаточно большая, половина ПЭЭ из которой относится к I категории).

Высшее напряжение (ВН) проектируемой ПС - 220 кВ, нижнее напряжение (НН) - 6 кВ. От стороны низкого напряжения ПС отходит 2 кабельных линий (КЛ), питаемых по радиальной схеме.

1.2 Характеристика нагрузки подстанции

По заданным суточным графикам активной и реактивной мощности, строятся суточный график полной мощности в именованных величинах и годовой график полной мощности по продолжительности в именованных величинах.

Максимальные значения полной и реактивной мощности определяются по формулам:

; (1.1)

МВА;

; (1.2)

 МВАр.

Значения P_max и Q_max принимаются за 100% графика нагрузки. Последующие расчёты заносятся в табл.1.1 Текущее значение полной мощности для каждой ступени графика нагрузки подсчитывается по формуле:

. (1.3)

Для каждой ступени графика определяется активная энергия:

_i=P_it_i. (1.4)

Суточный отпуск энергии потребителям:

_сут=. (1.5)

Пример расчёта для первой ступени (0-2 ч):

 МВА;₁=P₁t₁=28,8*4=115,2 МВт*ч.

Таблица 1.1 Расчёт суточной нагрузки ПС в именованных величинах.

№ ступени	Часы	t	P		Q		S	W
	ч	ч	%	МВт	%	МВАр	МВА	МВт*ч
1	0-4	4	80	28,8	85	14,82	32,39	115,2
2	4-7	3	70	25,2	80	13,95	28,8	75,6
3	7-10	3	100	36	100	17,44	38,61	108
4	10-19	9	70	25,2	80	13,95	28,8	226,8
5	19-23	4	100	36	100	17,44	38,61	144
6	23-24	1	70	25,2	80	13,95	28,8	25,2

W_сут==694,8 МВт*ч.

Рассчитаем годовой график полной мощности по продолжительности:

Т _i=St_i*365, (1.6)

где T_i - суммарная продолжительность ступеней, имеющих нагрузку S_{сут i}.

Таблица 1.2 Расчёт годовой нагрузки ПС в именованных величинах.

№ ступени	Ti, ч	S, МВА
1	2555	38,61
2	4015	32,39

Рассчитаем технико-экономические показатели, получаемые из графиков нагрузки:

). Суточный максимум нагрузки (наибольшая мощность с продолжительностью >30 мин.): P_max=36 МВт; Q_max=17,44 МВАр; S_max=38,61 МВА.

). Средняя нагрузка:

; (1.7)

32,26 МВА.

). Время использования максимальной активной нагрузки:

_max=; (1.8)_max==7044 ч.

). Коэффициент заполнения годового графика нагрузки:

К_з==0.836.

Построим рассчитанные графики нагрузки:

Рис.1.1 Суточный график полной мощности.

Рис.1.2 Годовой график полной мощности по продолжительности.

2. Выбор силовых трансформаторов

Расчёты данного раздела выполняются в соответствии с упрощенным методом, изложенным в [2].

Так как на ПС имеются потребители I категории (и их нагрузка значительна по сравнению с общей нагрузкой ПС), то по условиям надёжности ([1]) на ПС устанавливается два трансформатора. Расчётная мощность каждого трансформатора определяется по условию (по [2]):

S_расч0,7S_max; (2.1)_расч0,7*40=28 МВА.

Примем для установки трансформаторы с S_{ном т}=40 МВА.

Согласно [8] можно принять либо трансформатор типа ТДН, либо трансформатор типа ТРДН, которые имеют идентичные параметры (потери, полное сопротивление, масса масла и т.п.). В целях уменьшения токов КЗ на шинах НН, хотя и при некотором удорожании РУ НН (необходимость двух систем шин, а не одной), принимаем трансформатор типа ТРДН-40000/220 (трансформатор трёхфазный, масляный, двухобмоточный, с расщеплённой обмоткой НН, система охлаждения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством РПН, для наружной установки, первой категории исполнения).

Выполним проверку трансформатора по перегрузочной способности для случая отключения одного из трансформаторов. Преобразуем исходный график нагрузки в прямоугольный эквивалентный. На исходном графике откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h` и участок начальной нагрузки:

Рис.2.1 Преобразованный график нагрузки.

Начальная нагрузка в долях от номинальной:

К₁=; (2.2)

К₁==0,742.

Предварительное значение коэффициента перегрузки:

К’₂=; (2.3)

К’₂==0,965.

Максимальное значение перегрузки:

К_2max=; (2.4), К_2max==0,965.

Так как К’₂>0,9К_2max, то принимаем К₂=К’₂=0,87 и h=h'=7 ч.

По [2] (температуру охлаждающей среды принимаем равной +20°С (средняя эквивалентная летняя температура для городов ЦФО)) принимаем К_2доп= 1,37.

Условие К₂>К_2доп выполняется, поэтому окончательно принимаем на проектируемой ПС два трансформатора ТРДН-40000/220 завода "РосЭнергоТранс" со следующими параметрами (согласно [8] и [17]):

Таблица 2.1 Параметры выбранного трансформатора.

Тип	Назначение	Схема и группа соединений	Номинальное напряжение ВН, кВ	Номинальное напряжение НН, кВ	РПН
ТРДН-40000/220	Электроснабжение потребителей	Yн/D-11	230	6,6-6,6; 11-11;	±8*1,5%

Таблица 2.1 Продолжение

Тип	uк, %	DРк, кВт	DРх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	DQх, кВАр	Масса масла, т	Масса общая, т
ТРДН-40000/220	12	170	50	0,9	5,6	158,7	360	18,5	69,2

3. Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)

Данный раздел выполняется в соответствии с рекомендациями [4].

Для выбора оборудования ПС и его проверки необходимо рассчитать начальное значение периодической составляющей тока КЗ: трёхфазного на шинах 6 кВ; трёхфазного и однофазного на шинах 220 кВ (однофазное КЗ рассчитывается методом симметричных составляющих). Для ограничения токов КЗ на стороне НН принимается раздельная работа трансформаторов.

3.1 Составление схем замещения

При составлении схемы замещения примем, что двигательная нагрузка потребителей на напряжении 6 кВ достаточно удалена от шин ПС, в связи с чем ток подпитки от неё не учитывается. Также допускается не учитывать сопротивления трансформаторов, за которыми находится данная нагрузка. Пренебрежём изменением сопротивления системы и генераторов в схемах замещения прямой и обратной последовательностей (пренебрежём изменением сопротивления электрических машин). При расчёте параметров всех схем воспользуемся системой относительных единиц, приведённых к базисным методом приближенного приведения (для упрощения обозначений индексы базисности и приведённости в расчёте будем опускать). Примем величину базисной мощности S_б=1000 МВА, примем базисные напряжения равные средним (6,6; 11 и 230 кВ). При составлении схемы замещения нулевой последовательности воспользуемся упрощенным учётом взаимоиндукции ЛЭП.

Исходная схема системы:

Рис.3.1 Исходная схема системы.

Схема замещения прямой последовательности (применение обозначения источника напряжения последовательности на месте КЗ, для трёхфазного КЗ, является не совсем корректным. Однако, данная схема принимается одновременно и схемой прямой последовательности для однофазного КЗ, где такие обозначения необходимы по [4, п.3.5.1]. Кроме того, в общем случае, трёхфазное КЗ, можно также представить в виде симметричных составляющих с Х_обр=0; Х_нул=0 и коэффициентом m ⁽³⁾ =1):

Рис.3.2 Схема замещения прямой последовательности.

Примем Sб=1000 МВ*Абк1=бк1=

Рассчитаем параметры схемы замещения:

). Система:

; (3.1)

=0,476.

). ВЛ1:

Х_л1=; (3.2)

Х_л1==0, 206.

). ВЛ2:

Х_л2==0,374.

). ВЛ3:

Х_л3==0,131.

). Генераторы:

Х_г=Х’’_d; (3.3)

Принимаем для генераторов 1 и 2 мощностью 32 МВт Х'’_d=0,45 Ом, а cosj_{ном г}=0,8, а для генераторов 3 и 4 принимаем мощностью 63 Х'’_d=0,139 Ом, а cosj_{ном г}=0,8 (по рекомендациям, изложенным в [4, ч.3.8]).

Х₈=Х₉=Х₁₀= 0, 191=1,53.

). Трансформаторы генераторных блоков:

Х_т=; (3.4)

Х_т1=Х_т2==4,4.

Х_т3=Х_т4==1,375.

Х_т5=Х_т6==2,75.

). Трансформаторы проектируемой ПС2:

Х_т7=Х_т8==3.

Примем К_р=3,5 (в среднем для трансформаторов с расщеплёнными обмотками (по [4], [5] и [20]). Тогда:

Х_ТВ= 0,125Х_Т=0,375.

Х_ТН=1,75Х_Т=5,25.

Х₇= Х_ТВ+ Х_ТН=5,625

Свертываем схему

Х₁= Х_С+

Х₉= Х₈+

Х₁₀=

Нулевая последовательность.

Схема замещения нулевой последовательности:

Рис.3.4 Схема замещения нулевой последовательности.

Схема замещения нулевой последовательности очень сильно отличается от СЗ прямой и обратной последовательностей, так как токи нулевой последовательности могут протекать только по заземлённым элементам, а также в СЗ необходимо учитывать взаимоиндукцию ВЛЭП. Пересчитаем параметры изменившихся элементов:

). Система:

Х_0с=Х_с (Х₀/Х₁); (3.5)

Х_0с=0,476*2.85=1,357.

). ВЛ:

Х_0л=Х_л (Х₀/Х₁); (3.6)

Примем все ВЛЭП, имеющиеся на схеме с тросами, тогда приближенно по [4] и [5] имеем Х₀/Х₁=3 - для одноцепных.

Х_0л1==0,618.

Х_0л2==1,122.

Х_0л3==0,393.

). Сопротивление трансформаторов

Х₄= Х₃+

Х₅=

Х₆=

3.3 Расчёт токов КЗ

Расчёт токов короткого замыкания на стороне высшего напряжения.

Точка К1:

Ток однофазного КЗ:

Для всех видов КЗ рассчитываем ударные токи КЗ:

,

Где Ky=1.8 _- ударный коэффициент

Расчет действующего значения начальной периодической составляющей трехфазного тока КЗ и ударного тока:

Для точки К1:

Для точки К2:

НН:

Таблица 3.3

Место кз	, кА, кА, кА, кА
Шины ВН	6,55	12,017	16,674	30,59
Шины НН	15,253	-	39,906	-

4. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции

Схемы выбираются в соответствии с [6], а также с учётом рекомендаций [5].

Электрическая схема РУ выбирается в зависимости от назначения, роли, месторасположения ПС с учётом типа установленных трансформаторов.

Требования к схеме:

). Обеспечивать надёжное питание присоединяемых потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах.

). Быть по возможности простой, наглядной, экономичной, обеспечивать средствами автоматики в послеаварийной ситуации восстановление питания потребителей.

). Обеспечивать возможность поэтапного развития.

В соответствии с рекомендациями [6] рассмотрим типовую схемы РУ ВН (нетиповые могут применяться только при выполнении технико-экономического обоснования) 9 - одна рабочая секционированная выключателем система шин (применяется при U_н=35 - 220 кВ для ПС с наличием парных ВЛ и ВЛ, резервируемых от других ПС, нерезервируемых ВЛ, но не более одной на секцию, при отсутствии требований сохранения в работе всех присоединений при ревизии секции шин.).

Изобразим выбранную схему РУ ВН:

Рис.4.1 Схема РУ ВН (4Н).

Применим на проектируемой ПС соединение обмоток ВН силовых трансформаторов в звезду с выведенной нулевой точкой и эффективным заземлением нейтрали обмоток ВН, применяемым в трансформаторах 110 кВ. Для уменьшения тока однофазного КЗ нейтраль одного трансформатора в нормальном режиме работы разземлена. Так как изоляция нулевых выводов трансформаторов не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нужно уменьшать возможные перенапряжения присоединением ограничителей перенапряжений к нулевой точке, как это показано на рис.4.3:

Глухое заземление нейтрали производится на вторичной обмотке трансформатора собственных нужд, питающих четырех проводные сети 380/220 В.

Для РУ НН принимаем схему две одиночные секционированные выключателями системы шин, применяемую при U_н=6 - 10 кВ и трансформаторах с расщеплёнными обмотками:

Рис.4.3 Схема РУ НН.

Таким образом, на основании произведённого расчёта, принимаем на проектируемой ПС следующую схему РУ:

Рис.4.4 Схема РУ проектируемой ПС.

5. Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 6 кВ.

На силовом трансформаторе устанавливаются следующие виды защит:

1. Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий в трансформаторе и на его выводах (t_рз=0,1 с) .

. Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (t_рз=0,1 с) .

. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания, установленная на стороне ВН трансформатора (t_рз=t_зад+ nt=1,2+3*0,5=2,7), т.е. эта защита отстраивается от максимальной токовой защиты на стороне низших обмоток расщепленного трансформатора (t_рз=2,2).

. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания на низших обмотках расщепленного трансформатора (t_рз=t_зад+t=1,2+2*0,5=2,2) .

. Максимальная защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал, установленная на стороне ВН трансформатора.

На секционном выключателе 10 кВ устанавливается максимально токовая защита (t_рз=t_зад+t=1,2+0,5=1,7) .

На кабелях, отходящих к потребителям, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания. Выдержка времени защиты устанавливается в задании (t_зад=1,2) .

. Токовая защита нулевой последовательности, сигнализирующая о замыкании на землю в кабеле .

На шинах 10 кВ предусматривается контроль изоляции с использованием трансформатора напряжения с действием на сигнал. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта из реле напряжения, включаемого в обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал . Кроме того, предусматривается возможность определения повреждённой фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (t_рз=0,1).

На проектируемой подстанции должны быть предусмотрены следующие виды автоматики:

.        Автоматическое включение резерва  на секционном выключателе 6 кВ и на секционном автомате 0,4 кВ в системе собственных нужд.

. Автоматическое повторное включение линий ВН .

. Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Приведём требуемый объём измерений и измерительных приборов для цепей понизительной подстанции:

Таблица 5.1 Измерительные приборы и места их установки (марки оборудования по [18, табл.6.26]).

N	Место установки приборов	Перечень приборов
1	Трансформатор двухобмоточный (на стороне НН, в каждой из обмоток отдельный комплект приборов).	Амперметр (ЕА 3020), ваттметр (СР 3020), варметр (СР 3020), счетчик активной энергии технического учёта (СЭТ3а-01П-26), счётчик реактивной энергии технического учёта (СЭТ3р-01П-29).
2	Секционный выключатель 6 кВ	Амперметр (ЕА 3020) в одной фазе
3	Секция шин 6 кВ	Вольтметр (ЕВ 3020), имеющий переключатель для измерения линейных и фазных напряжений
4	Кабельная линия 6 кВ	Амперметр (ЕА 3020), счетчик активной энергии расчётный (СЭТ3а-01-00), счетчик реактивной энергии расчётный (СЭТ3р-01-07)
5	Трансформатор собственных нужд (на стороне НН ТСН)	Амперметр (ЕА 3020), счетчик активной энергии расчётный (СЭТ3а-01-00)
6	Система шин ВН	Вольтметр (ЕВ 3020) с переключателем для измерения междуфазных напряжений, вольтметр регистрирующий, ФИП (фиксирующий прибор).
7	Линия 220 кВ	Амперметр (ЕА 3020) в одной фазе, ваттметр (СР 3020), варметр (СР 3020), счетчик активной энергии технического учёта (СЭТ3а-01П-26), счётчик реактивной энергии технического учёта (СЭТ3р-01П-29).
8	Секционный (шиноотделительный) выключатель	Амперметр (ЕА 3020) в одной фазе

6. Выбор аппаратов и токоведущих частей

Выбору подлежат аппараты и токоведущие части:

Аппараты:

высоковольтные выключатели и их приводы;

разъединители и их приводы;

аппараты в цепях собственных нужд;

измерительные трансформаторы тока и напряжения

Токоведущие части:

сборные шины ВН;

ошиновка цепи силового трансформатора;

силовые кабели 6 кВ.

Всё оборудование выбираем по каталогам [8] - [16]. Недостающие параметры считаем соответствующими ГОСТ и принимаем по [18].

Таблица 6.1 Ток продолжительного режима (максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима) (I_{прод расч}) для выбора аппаратов и токоведущих частей

Обозначение        Выключатель или токоведущая часть      Расчёт _{т ном}=;_{т ном НН}= А;

Iт ном ВН= А.
Q1 и 1	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения	К2Iт ном НН= =0,483*3670=1772,61 А
Q2	Секционный выключатель 6 кВ	0,6К2Iт ном НН= =0,6*0,483*3670=1063,57 А

Q3             Выключатель на линиях потребителей 6 кВ          I_{прод расч} =

=А
Q4	Выключатель на стороне высшего напряжения	К2Iт ном ВН= =0,483*100,5=48,54 А
2	Сборные шины низшего напряжения	0,75К2Iт ном НН= =0,75*0.483*3670=1328 А
3	Сборные шины высшего напряжения	К2Iт ном ВН= =0,483*100,5=48,54 кА

6.1 Выбор выключателей

При выборе выключателей следует руководствоваться рекомендациями [3]. В РУ 220 кВ должны устанавливаться элегазовые или маломасляные выключатели. В РУ 6 - 10 кВ применяются КРУ (КРУН) с вакуумными, маломасляными или электромагнитными выключателями.

Таблица 6.2 Выбор выключателей на стороне ВН.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Выбираем выключатель элегазовый колонковый ВГК-200-31,5/3150У1 завода "Schneider Electric"

U_сети=220 кВ I_{прод расч}=48,5А              U_ном=220 кВ I_ном=3150 А  По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=39,906 кА	id= 102000 А	По электродинамической стойкости: idiу

 t_рз=0,01 с              I_тер=40000 А; t_тер=3 с; t_{рз доп}==

=

=62,737 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп

;

=16080 А;

=*31,5 (1+) =

=56290 А

По коммутационной способности амплитуды полного тока:

i_у=22180 А; I_п0=8740 А       i_{в ном}= i_d=80000 А; I_{в ном}= I_{о ном}=31500 А.      i_{в ном} i_у;

Iв номIп0
Привод выключателя: пружинный типа ППрВ-4А2Т-У*П1.

Здесь U_ном и I_ном - номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;_сети - номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;_{прод. расч -} максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл.6.1;_a=0,05 с (среднее значение для сетей ВН по [5, табл.3.2])._d - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ, гарантированное заводом-изготовителем;

t_{рз доп}=; (6.1)

В_к - интеграл Джоуля для заданной цепи, равный

В_к =; (6.2)

В_к кА²с,

где t_отк = t_рз + t_{о. в}=0,1+0,055=0,155;

_{рз -} время действия основной релейной защиты где установлен выключатель, с;_{о. в} - полное время отключения выключателя, с;_{о. ном} - номинальный ток отключения выключателя, кА;

_ном - номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения, приближенно можно принять

; (6.3)

_a - апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

где - = t_{рз. мин} + t_{с. в}=0,01+0,055=0,065 с;

_{защ. мин} - минимальное время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,01 с;_{с. в} - собственное время отключения выключателя, с;_{в. ном} - амплитудное значение номинального тока включения выключателя, кА;_{в. ном} - действующее значение номинального тока включения выключателя, кА;_{рз доп} - допустимое время релейной защиты по условию термической стойкости, с;_тер, t_тер - ток и время термической стойкости, гарантированные заводом-изготовителем.

Таблица 6.3 Выбор вводных выключателей для цепей низшего напряжения трансформаторов.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Выбираем выключатель элегазовый колонковый LF3-6.3-31,5/2500 У2 завода "Schneider Electric"

U_сети=6,3 кВ I_{прод расч}=1772,68А               U_ном=6,3 кВ I_ном=2000 А   По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=16,674 кА	id= 64000 А	По электродинамической стойкости: idiу

 t_рз=0,1 с        I_тер=25 А; t_тер=3 с; t_{рз доп}==

=

=7,674 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп

;

=27698 А;

=*25 (1+) =

=41331 А

По коммутационной способности амплитуды полного тока:

i_у=39906 А; I_п0=15500 А           i_{в ном}= i_d=64000 А; I_{в ном}= I_{о ном}=25000 А.      i_{в ном} i_у;

Iв номIп0
Привод выключателя механический типа RI.

_a=0,06 с (среднее значение для сетей НН по [5, табл.3.2]).

В_к - интеграл Джоуля для заданной цепи, равный

В_к = кА²с,

где t_отк = t_рз + t_{о. в}=2,2+0,07=2,27;

= t_{рз. мин} + t_{с. в}=0,01+0,07=0,08 с.

Таблица 6.4. Выбор секционных выключателей на стороне НН.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Выбираем выключатель элегазовый LF2-6.3-31,5/2000 У2 завода "Schntider Electric"

U_сети=6,3 кВ I_{прод расч}=637,4 кА          U_ном=6,3 кВ I_ном=1250 А   По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=16,674 кА	id=102 кА	По электродинамической стойкости: idiу

t_рз=1,4 с   I_тер=40 кА; t_тер=3 с; t_{рз доп}==

=

=19,849 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп

=27698 А=

=66129;

По коммутационной способности амплитуды полного тока:

i_у=16,674 кА; I_п0= кАi_{в ном}= i_d=102 кА;_{в ном}=40 кА. i_{в ном} i_у;

Iв номIп0
Привод выключателя механический типа RI.

_a=0,06 с (среднее значение для сетей НН по [5, табл.3.2]).

В_к - интеграл Джоуля для заданной цепи, равный

В_к = кА²с,

где t_отк = t_рз + t_{о. в}=1,7+0,07=1,77;

= t_{рз. мин} + t_{с. в}=0,01+0,07=0,08 с.

Таблица 6.5 Выбор выключателей цепей отходящих кабельных линий.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Выбираем выключатель элегазовый LF2-6.3-31,5/630 У2 завода "Schntider Electric"

U_сети=6,3 кВ I_{прод расч}=152,7 кА          U_ном=6,3 кВ I_ном=630 А     По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=16,674 кА	id=64 кА	По электродинамической стойкости: idiу

t_рз=0,9 с   I_тер=25 кА; t_тер=6 с; t_{рз доп}==

=

=7,674 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп

 =27698 А=

=41331А;

По коммутационной способности амплитуды полного тока:

i_у=16,674 кА; I_п0= Аi_{в ном}= i_d=64 кА;_{в ном}=25 кА. i_{в ном} i_у;

Iв номIп0
Привод выключателя механический типа RI.

_a=0,06 с (среднее значение для сетей НН по [5, табл.3.2]).

В_к - интеграл Джоуля для заданной цепи, равный

В_к = кА²с,

где t_отк = t_рз + t_{о. в}=1,2+0,07=1,27;

= t_{рз. мин} + t_{с. в}=0,01+0,07=0,08 с.

Для вводных выключателей 6 кВ принимаем в качестве комплектного распределительного устройства MсSet TI-B - AD3-25/2500 с встроенным выключателем LF3 пр-ва "Шнейдер Электрик" с номинальным током шкафов 2500 А и шин 3150 А; для секционных выключателей MсSet типа SS-B - AD1-25/630 с встроенным выключателем LF2 пр-ва "Шнейдер Электрик" с номинальным током шкафов 630 А и шин 1250 А; для выключателей цепей отходящих кабельных линий MCSet типа LF-B - AD1 - 25/630с встроенным выключателем LF2 пр-ва "Шнейдер Электрик" с номинальным током шкафов 630 А и шин 1250 А.

6.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъёмы КРУ.

Таблица 6.6 Выбор разъединителей на стороне ВН.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Выбираем разъединитель горизонтально-поворотный двухколоночный РД (3) - 220-1000УХЛ1 завода " ООО Уралээлектро"

U_сети=220 кВ I_{прод расч}=212 А              U_ном=220 кВ I_ном=1000 А  По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=16,674 кА	id=100 кА	По электродинамической стойкости: idiу

t_рз=0,01 с                I_тер=40 кА; t_тер=3 с; t_{рз доп}==

=

=62,73 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп
Привод разъединителя ПД-14УХЛ1

6.3 Выбор аппаратов в цепи собственных нужд

Собственные нужды (с. н.) включают следующие потребители: вентиляторы и насосы охлаждения трансформаторов, освещение, отопление, приводы аппаратов и т.д. Для питания с. н. устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0,4/0,23 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд (ТСН) ориентировочно принимаем:

S_{ном ТСН}0,3%S_{ном т}; (6.4)_{ном ТСН}0,003*40000=120 кВА.

Принимаем для установки два трансформатора ТСЗ-160/6/0,4 (трансформатор трёхфазный маслянный, в герметичном исполнении, с устройством ПБВ) ООО "Уралэлектрощит" (характеристики: u_kЗ=40%; S_ном=160 кВА; U_нВН=6 кВ; U_нНН=0,4 кВ; устройство ПБВ 22,5%; группа соединений Y/Y₀-0; масса 850 кг.

Выберем на стороне 6 кВ высоковольтный предохранитель:

_номI_{прод расч} (условие выбора по номинальному току); (6.5)_{прод расч}=1,4I_{ном ТСН}; (6.6)_{прод расч}=;

Принимаем для установки предохранитель ПКТ 101-6-31,5-31,5-У3 (предохранитель с кварцевым наполнителем, для силовых трансформаторов, однополюсный, с указателем срабатывания) ЗАО "ЗЭТО" со следующими характеристиками:

Класс напряжения: 6 кВ;

Номинальный ток, А: 31,5;

Номинальный ток отсечки, кА: 31,5;

Вес, кг: 8.

Проверка по коммутационной способности:

_{о ном}I_п0, (6.7)

где I_{о ном} - номинальный ток отсечки.

,5>12,7. Условие выполняется.

Выберем рубильник и автомат на стороне 0,4/0,23 кВ:_номI_{прод расч} (условие выбора по номинальному току); (6.8)

_{прод расч}=;

Принимаем рубильник РЗ-4 ГК "УралСнаб" со следующими характеристиками:

_ном=250 А; i_у=20 кА.

Принимаем автоматический выключатель АВМ-4С ГК "УралСнаб" со следующими характеристиками:

_ном=250 А; i_откл=35 кА;

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

В выключателях принимаем выносные трансформаторы тока. На стороне ВН полная проверка трансформаторов не производится.

Таблица 6.7 Выбор трансформаторов тока в ОРУ ВН.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Выбираем трансформатор тока ТВТ-220-I-200/5

U_сети=220 кВ I_{прод расч}=48,5 А             U_ном=220 кВ I_ном=200 А    По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=39,906 кА	iу=160 кА	По электродинамической стойкости: idiу

t_рз=2,4 с   I_тер=25 кА; t_тер=3 с; t_{рз доп}==

==28.34 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

Таблица 6.8 Выбор трансформаторов тока на вводах 220 кВ силового трансформатора.

Расчётные данныеКаталожные данныеУсловия выбора или проверки
Выбираем рансформатор тока ТВТ-220-I-200/5

U_сети=220 кВ I_{прод расч}=48,5 А             U_ном=220 кВ I_ном=200 А    По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=39,906 кА	iу=160 кА	По электродинамической стойкости: idiу

t_рз=2,4 с   I_тер=25 кА; t_тер=3 с; t_{рз доп}==

==28.34 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп

На стороне НН при выборе трансформаторов тока ориентируемся на трансформаторы, которые имеются в ячейках КРУ.

Таблица 6.9 Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ 10 кВ на выводах силового трансформатора.

Расчётные данныеКаталожные данныеУсловия выбора или проверки
Выбираем трансформатор тока ТШЛК-10-2000/5

U_сети=6 кВ I_{прод расч}=1771 А U_ном=10 кВ I_ном=2000 А    По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=16,674 кА	id=100 кА	По электродинамической стойкости: idiу

t_рз=1,9 с   I_тер=35 кА; t_тер=1 с; t_{рз доп}==

==15,8 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп
Z2 расч=10,55 Ом	Класс точности 0,5 Z2 ном=30 Ом	По характеру измерений: Z2 ном Z2 расч

_{2 расч} определяем в соответствии с [21, гл.4.11].

Определение сопротивлений приборов:

_амп. =S_{потр. обм} / I²=0,1/1²=4 Ом;_ватт. =S_{потр. обм} / I²=0,1/1²=5 Ом;_вар. = S_{потр. обм} / I² = 0,1/1² = 5 Ом;_{сч. акт.} = S_{потр. обм} / I²=2,5/1²=0,05Ом;_{сч. реакт.} = S_{потр. обм} / I²=2,5/1²=0,05 Ом,

где S_{потр. обм -} мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора;- ток во вторичной обмотке трансформатора тока.

Рис.6.1 Схема включения измерительных приборов (полная звезда).

Таблица 6.10. Нагрузка измерительных приборов.

Прибор	Тип	Нагрузка
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э 377 Класс точности 1,5	-	0,1	-
Ваттметр	Д 365 Класс точности 1,5	0,1	-	0,1
Варметр	Д 365 Класс точности 1,5	0,1	0,1	0,1
Счётчик активной энергии	СА4У-И675М Класс точности 2	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4У-И673М Класс точности 2	2,5	2,5	2,5

Наиболее загружены фазы А и С.

Рис.6.2 Схема присоединения приборов к обмотке трансформатора тока.

_{2 расч}=Z_{приб А}+r_конт+r_пров;

_конт=0,1 Ом (количество приборов более трёх)._{пров доп}= Z_{2 ном} - Z_{приб А} - r_конт=0,8-0,142-0,1=0.558 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводников, из условия требуемой точности:

, (6.10)

где  - удельное сопротивление материала проводов (принимаем провода алюминиевые с =0,028 Ом*мм²/м);_расч - длина в один конец от трансформатора тока до измерительных приборов (по [5, с.43] принимаем l_расч=50 м).

=2,51 мм².

Принимаем по [18, табл.7.10] контрольный кабель типа АКВBГ с сечением 4 мм². (по условию механической прочности).

; (6.11)

=0,35 Ом._{2 расч}=0,142+0,558+2,51=3,21 Ом.

Таблица 6.11. Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ 6 кВ в цепи секционных выключателей.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Выбираем трансформатор тока тока ТШЛК-10-1000/5

U_сети=6 кВ I_{прод расч}=637,4 А               U_ном=10 кВ I_ном=300 А      По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=16,674 кА	id=100 кА	По электродинамической стойкости: idiу

t_рз=1,4 с   I_тер=35 кА; t_тер=3 с; t_{рз доп}==

==15,8 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп

Проверка по характеру измерений не производится (так как измерительное оборудование - один амперметр Э 377).

Таблица 6.12. Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ 6 кВ на отходящих кабельных линиях.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Выбираем трансформатор тока тока ТЛК-10-300/5

U_сети=6 кВ I_{прод расч}=255 А   U_ном=10 кВ I_ном=300 А      По условиям длительного режима: U_номU_сети;

IномIпрод расч
iу=16,674 кА	id=100 кА	По электродинамической стойкости: idiу

t_рз=1,9 с   I_тер=35 кА; t_тер=1 с; t_{рз доп}==

==15.8 сПо термической стойкости:

tрзtрз доп
Z2 расч=4.279Ом	Класс точности 0,5 Z2 ном=10 Ом	По характеру измерений: Z2 ном Z2 расч

_{2 расч} определяем в соответствии с [21, гл.4.11].

Определение сопротивлений приборов:

_амп. =S_{потр. обм} / I²=0,1/1²=0,1 Ом;_{сч. акт.} = S_{потр. обм} / I²=2,5/1²=2,5 Ом;_{сч. реакт.} = S_{потр. обм} / I²=2,5/1²=2,5 Ом,

где S_{потр. обм -} мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора;- ток во вторичной обмотке трансформатора тока.

Таблица 6.13. Нагрузка измерительных приборов.

Прибор	Тип	Нагрузка
		Фаза А	Фаза В	Фаза С	0
Амперметр	Э 377 Класс точности 0,2	0,1	-	-	-
Счётчик активной энергии	СЭТ3а-01-00 Класс точности 0,5	2,5	-	2,5	-
Счётчик реактивной энергии	СЭТ3р-01-07 Класс точности 0,5	2,5	-	2,5	-

Наиболее загружена фаза А.

Рис.6.3 Схема присоединения приборов к обмотке трансформатора тока.

Исходя из схемы:

;

;

;

.

Выбирается провод с сечением q = 4 мм² по условию механической прочности.

Выберем измерительные трансформаторы напряжения, учитывая что на стороне ВН выбор производится без проверки по вторичной нагрузке.

Выбор трансформаторов напряжения, устанавливаемых на секциях шин 6 кВ.

Выбор трансформатора напряжения типа: 3НОЛ.06-6У3 представлен в таблице 6.16.

Расчётные данные	Каталожные данные
Uном. сети = 6 кВ; S2 = 531/8 В·А.	U1 = 10000/√3 В; U2 = 100/√3 В; Uд = 100/3 В; Группа соединения: Y/Y/Δ - 0; Класс точности - 0,5; S2ном = 75 В·А.

В типе трансформатора: Н - трансформатор напряжения;

О - однофазный;

Л - с литой изоляцией;

- шифр разработки;

- класс номинального напряжения, кВ.

Параметры обмоток напряжения приборов представлены в таблице 6.17.

Таблица 6.17

Наименование прибора	Тип	Число катушек	Потребляемая мощность одной катушки, В·А	Число приборов	P, Вт	Q, В·А
Вольтметр	Э-377	1	2	1	2	0
Счетчик активной энергии	СА4У-И675М	2	12 (3)	11	66	256
Счетчик реактивной энергии	СР4У-И676М	3	8 (2)	11	66	256
Ваттметр	Д-365	2	1,5	1	3	0
Варметр	Д-365	3	1,5	1	4,5	0
					139,5	512

.

Так как  необходимо установить дополнительные трансформаторы напряжения типа НОЛ.08-10У2 (по [3] стр.328, табл.5.13), число которых:

.

Параметры дополнительных трансформаторов напряжения представлены в таблице 6.17.

Таблица 6.17

Расчётные данные	Каталожные данные
Uном. сети = 6 кВ; S2 = 531/8 В·А.	U1 = 10000 В; U2 = 100 В; Группа соединения: Y/Y - 0; Класс точности - 0,5; S2ном = 50 В·А.

На высшем напряжении устанавливается трансформатор напряжения типа: НКФ-220-58У1 ([3] стр.336, табл.5.13.) с параметрами: U₁ = 220000/√3 В; U₂ = 100/√3 В; U_д = 100 В; группа соединения: Y/Y/Δ - 0; класс точности - 0,5; S_2ном = 400 В·А.

6.5 Выбор ошиновки цепи силового трансформатора

Ошиновка на высшем напряжении выполняется проводом АС-240/32 ([3] стр.428, табл.7.35) с , выбранным согласно ПУЭ по условию отсутствия короны.

Ошиновка трансформатора от выводов до КРУ выполняется гибкой связью из пучка алюминиевых и сталеалюминевых проводов. При этом в качестве несущих будут два сталеалюминевых провода АС-185/29, а токоведущих - провода А-185; число последних выбирается исходя из условия: .

Проверка по термической стойкости выбранного сечения:

Шинный мост выполняется с помощью прямоугольных алюминиевых шин с размерами: h = 10 мм, b = 120 мм и поперечным сечением s = 9,57 см². При этом:

.

Проверка по термической стойкости выбранного сечения:

Проверка по динамической устойчивости к действию токов короткого замыкания.

Критическая длина пролёта: ,

где:  

момент инерции относительно оси прямоугольного проводника, перпендикулярной действию силы, при установке шин "на ребро”.

Сила, действующая на пролёт при трёхфазном коротком замыкании:

.

Изгибающий момент от междуфазных усилий:

.

Механические напряжения в материале шин от междуфазных усилий:

,

где:  

момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы.

Алюминиевые шины выполняются из алюминия марки АДО:

.

Для шинного моста выбираются изоляторы ([3] стр.284, табл.5.7) типа: С4-80-УХЛ1 высотой H = 190 мм, с U_ном =6 кВ по условиям:

;

.

6.6 Выбор силовых кабелей 6 кВ

Сечение силовых кабелей:

,

где: ;

 - экономическая плотность тока по [2] стр.98, табл.3.35 для кабеля с бумажной пропитанной изоляцией и алюминиевыми жилами при .

Выбирается кабель типа: ААШвУ-6-3×150 с алюминиевыми жилами в бумажной изоляции с вязкой пропиткой в алюминиевой оболочке усовершенствованный [2] стр.90 табл.3.25.

Проверка по допустимому току по условиям прокладки кабеля:

.

Кабель по допустимому току проходит.

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:

.

Коэффициент предварительной загрузки:

.

Поскольку коэффициент перегрузки не превышает единицы, кабель в проверке по перегрузке не нуждается.

Проверка по условию термической стойкости:

 

Кабель ААШвУ-6-3×185 по термической стойкости проходит.

7. Оперативный ток

Так как высшее напряжение проектируемой подстанции 220 кВ и число выключателей более трех, то рекомендуется применить постоянный оперативный ток.

Постоянный оперативный ток - это система питания оперативных цепей защиты, автоматики, сигнализации от аккумуляторной батареи на напряжение 220 В без элементного коммутатора, работающая в режиме постоянного подзаряда. На подстанциях до 330 кВ включительно устанавливается одна аккумуляторная батарея.

Для управления использоваться шкафы управления оперативного тока (ШУОТ).

На ПС с постоянным оперативным током следует применять переменный оперативный ток для питания собственных нужд.

На ПС, оборудованных электромагнитной блокировкой, предусматриваются выпрямительные установки для питания цепей блокировки.

Для постоянного подзаряда, а также после аварийного разряда каждой аккумуляторной батареи типа СК и СН применяются два комплекта автоматизированных выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260-40/80-2, которые работают параллельно с аккумуляторной батареей; поддерживают стабилизированное напряжение на шинах постоянного тока, возмещают потери саморазряда батареи и питают всю длительную нагрузку постоянного тока.

8. Выбор и обоснование конструкции распределительных устройств

Раздел выполняется по [5], в соответствии с [1], [3] и [23].

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство внутренней установки (КРУ), так как оно экономически оправданное при числе шкафов 15 и более. Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 30 штук (18 на отходящие КЛ; 2 на ССН; 2 на секционные выключатели; 4 на вводные выключатели; 4 на измерительные трансформаторы напряжения).

КРУ - распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУ изготавливаются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надёжной работы электрооборудования. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж РУ. КРУ более безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением. закрыты кожухами.

На стороне ВН применяется ОРУ с типовыми ячейками.